天然气动态储量计算方法有哪些应用呢_天然气动态储量计算方法有哪些应用呢

1.全国天然气储量、产量增长趋势

2.油气储量、产量增长趋势预测方法

3.天然气水合物勘探开发前景

4.天然气开详细资料大全

5.油气储量是怎样计算的?

6.石油技术可储量的计算

7.济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

1.方案一4.5×108m3/a的经济评价

(1)天然气单位总成本

天然气单位总成本由勘探开发建成103m3商品气产能的成本加上天然气单位经营成本。

根据公式

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

得

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

天然气单位总成本比现行天然气平均加权价格550元/(103m3)低得多。

(2)财务评价

财务评价以动态指标和静态指标相结合，但以动态指标为主的方法进行评价。评价的主要经济指标如下：按现行天然气市场价格550元/(103m3)，方案一财务现金流量见附表，9-2-1及图9-3。

图9-3 方案一(4.5×108m3/a)生产期间净现金流量图

A.动态法

(a)财务内部收益率(FIRR)是通过该气田勘探开发基建总投资在基建和生产年限内使各年净现金流量的现值累计为零时的折现率。根据公式：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

FIRR远大于基准收益率12%，因此方案一可行。

(b)

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

按基准收益率ic＝12%计算，将各年的净现金流量折算到起点年时的现值，然后累加其结果为26 537.1万元，其值亦远大于零，因此该方案一切实可行。

(c)财务净现值率(FNPVR)：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(d)投资回收期：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

B.静态法

(a)利润总额为11.8899亿元。

(b)

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(c)投资利润率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

说明：年平均利润额＝(收入-投资-利息-经营成本)÷年

(d)投资利税率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

注明：年平均利税额＝(销售收入-勘探开发基建投资-开发中稳产投资资本化利息-经营成本)÷年

(3)国民经济评价

A.计算效益与费用的技术参数调整

(a)天然气影子价格：618元/(103m3)；

(b)经营成本扩大系数：1.10；

(c)勘探基建投资调整综合扩大系数：1.10；

(d)开发基建投资调整综合扩大系数：1.15。

B.国民经济评价指标计算

按影子价格计算国民经济评价现金流量，见附表9-2-2及图9-3。

(a)经济内部收益率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(b)经济净现值：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(c)经济净现值率： ；

(d)投资回收期：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(e)投资净效益率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

说明：年平均净效益＝年平均销售收入-年平均经营成本-年平均投资(或年折旧费)。

(f)利润总额为218 605.3万元，约合人民币21.9亿元。

2.方案二(6.0×108m3/a)的经济评价

(1)天然气单位总成本

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

天然气单位总成本比现行天然气平均加权价格550元/(103m3)低得多。

(2)财务评价

按现行天然气市场价格550元/(103m3)，方案二财务现金流量见附表9-2-3及图9-4。

图9-4 方案二(6.0×108m3/a)生产期间净现金流量图

A.动态法

(a)财务内部收益率(FIRR)

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

FIRR远大于基准收益率12%，因此方案二可行。

(b)财务净现值：FNPV＝31 400.1万元

(c)财务净现值率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(d)投资回收期

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

B.静态法

(a)利润总额为152 730万元。

(b)投资回收期

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(c)

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(d)

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(3)国民经济评价

按影子价格计算国民经济评价现金流量见附表9-2-4及图9-4。

(a)经济内部收益率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(b)投资回收期：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(c)经济净现值率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(d)投资净效益率：

油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）

(e)利润总额为284 348万元，约合人民币28.4亿元。

全国天然气储量、产量增长趋势

摘 要：本文从油田公司自评估与D&M公司评估之间的差异入手，根据油田的地质特征与开发特点，分析影响证实储量评估的主控因素；在组织机构、制度建设、项目管理、信息共享等方面创建了一套完善的管理体系。通过目标决策管理，在自评估过程中保证了自评估的准确性，并结合油田开发实际分析了D&M公司评估结果的合理性，找出工作重点实施有效对接，优化储量配置，保障了油田公司的经济效益。

关键词：证实储量 目标决策　管理体系 储量评估

1 证实储量评估目标决策管理体系的产生背景

中国石油天然气集团公司在境外上市后，每年要按照美国证券交易委员会（SEC）的标准对剩余经济可储量及其价值进行评估，并作为油田公司的资产进行资产化管理和运作。

目前，证实储量自评估工作已经开展了七年，对如何正确应用SEC新准则和油气储量评估方法合理评估证实储量有了一定的认识。通过与D&M公司对接，认为部分单元存在评估结果不符合油田生产动态的现象。为了保证评估结果的合理性，根据油田的地质特征与开发特点，从影响评估结果的主控因素入手，分析与D&M公司评估造成差异的原因，通过目标决策管理，制定出有效的对接方案，确保在评估结果合理的前提下油田获得较好的经济效益。

2 证实储量评估目标决策管理体系的基本内涵和目标

目标管理是1954年由美国管理学家杜拉克提出的。主要是指由企业领导提出方针目标，先从上至下，后从下到上，上下结合反复协商，根据总目标确定一定时期的工作目标，并为了实现这个目标而进行的组织管理和控制工作。为了顺利实现证实储量评估目标，制定了研究室和科研人员两级子目标，继而形成了一个从上到下和自下而上较为完整的目标体系网络，见图1。证实储量评估目标决策管理的基本内涵是以合理评估证实已开发储量为目标，以完善的证实储量评估管理体系和目标管理协同机制为保障，建立目标管理工作平台，综合运用产量递减规律分析技术、热稠油产量预测技术等多种研究技术手段，提高证实储量评估准确度，以维护油田总体效益。

3 实施目标决策管理的主要做法

3.1建立完善的证实储量评估管理体系

（1）组建证实储量评估管理机构

以目标管理为核心，按照股份公司证实储量自评估工作要求，油田在组织机构、制度建设、项目管理、信息共享等方面形成了一套完善的管理体系，并有了进一步的创新。油田公司成立了证实储量自评估领导小组，在开发处成立了开发项目管理部；在勘探开发研究院组织成立了开发综合所。油田开发处—直属公司及油厂—经济评价中心—勘探开发研究院，合理配置工作，形成分工明确、互动管理、协同工作的组织机构（图2）。制订并颁布了《油田公司SEC准则油气储量自评估实施方案》等管理文件；积极完成并推广应用证实储量管理系统软件平台。建立健全了油田证实储量自评估管理体系，确保证实储量评估工作的顺利开展。

（2）确定证实储量评估目标

自2009年起，油气田企业油气资产折旧方法由直线法变更为产量法后，证实储量评估结果成为影响油气田企业年度损益的重要参数，主要体现在三个方面：一是影响油气田企业的折耗水平；二是影响企业油气资产减值准备计提额度；三是影响企业弃置费用计提的额度，进而影响企业年度折耗和财务费用水平。合理地评估油田证实储量的重要程度可见一斑。

证实储量评估工作是一项复杂的综合性工作。合理的证实储量评估结果，应该是在遵循SEC准则下，能够真实反映油田或者区块的开发实际情况，符合目前乃至历史的生产动态特征。对应的储量替换率应该与油田或区块的发展前景一致，既不能过于冒进又不能过于保守，其对应的折耗能够反映油公司真实的经济运转情况，尽量避免评估师的主观判断导致结果的不合理。

3.2科学分析影响证实储量评估的主控因素

（1）影响因素分析

结合油田开发特点，针对已开发储量评估流程的关键环节，对证实储量影响因素进行了分析。影响证实储量计算结果的因素大体可以归纳为评估初始点、未来产量递减率和经济极限产量三个因素（图3）。递减率的选取需结合油田整体的开发动态规律研究和综合调整措施对油田开发效果的影响；初始点的选取应排除生产情况异常点的影响；经济极限的增加可以导致评估结果的线性递减。敏感性分析表明，递减率对证实储量的影响程度最高，其次为经济极限和评估初始点的影响。

（2）递减率选取原则

在证实储量评估过程中，遵循一致性和保守性原则。通过研究评估单元的开发动态规律和综合调整措施对开发效果的影响后，根据以下三点原则综合确定评估单元的产量递减率。

① 目前月产油量处于递减阶段的油田，按目前的递减规律取值；

② 已进入过递减期，后由于综合调整产量有波动的油田，取调整前出现的稳定递减段预测递减率；

③ 处于上产或未出现递减规律的油田，用油田平均单井产量的递减段预测递减率。

3.3目标决策，证实储量优化调整

目标决策管理是运筹学决策论中一种实用性较强的决策方法，在证实储量评估中应用主要目标管理进行决策，即在评估中解决主要问题，并适当兼顾其它要求。要实现合理评估证实已开发储量的总目标，就要实现自评估结果合理和与D&M公司有效对接这两项目标，且评估结果计算的折耗控制在公司财务要求范围内。对于其他指标，如评估中的各种经济参数和生产动态数据的应用，只要符合SEC准则、国家标准和行业规范即可。保障证实已开发储量评估合理的总目标决策原则和决策过程如图4。

（1）证实已开发储量自评估

在SEC准则下，用当年12个月的原油平均销售价格和该年度实际发生的操作成本，应用递减曲线法评估已开发储量，得到自评估初步评估结果。

（2）油田公司折耗计算与分析

按照自评估证实已开发储量初评估结果、年产量和资产净值，用单位产量法初步计算油田公司折耗。在遵循SEC准则和确保评估的证实已开发储量符合评估单元开发实际的前提下，重点对储量变化小而折耗敏感系数大的评估单元进行优化调整，以保证评估结果计算的折耗控制在公司财务要求范围内。

（3）制定可行方案，实现与D＆M公司的有效对接

首先，审查D&M公司评估结果是否违背评估单元开发实际。多年的评估经验表明，除去间歇捞油、低效生产的评估单元外，稀油、高凝油储量经济开年限6年～10年，稠油储量4年～8年，对出现异常值的评估单元要实施对接。围绕影响证实储量的三大因素对D&M公司评估结果进行分析，重点对接三种情况：一是正生产的评估单元的证实已开发储量评估为零，而自评估经济极限产量小于目前月产量，证实已开发储量不应该为零；二是由于洪水、风暴等自然灾害等外在因素或实施组合式蒸汽吞吐影响油井初始点的评估单元，直接读取产量剖面上的评估初始点往往不是实际的能力；三是上产或稳产的热稠油单元，由于评估师对热稠油开发规律认识不足，使部分评估单元递减率选取偏低，造成评估结果偏高。对接过程中，有理有据地阐明观点，实现有效对接，维护了油田公司利益。

4　结束语

通过实施目标决策管理，实现了自评估决策目标和储量对接决策目标，从而实现了合理评估油田证实已开发储量，切实维护油田公司的经济利益，满足公司可持续发展的战略要求的总体决策目标。

另外，通过用目标管理有效地组织好评估工作各个环节，使涉及储量评估工作的各个部门做到组织有序、及时沟通、相互协作，为实现同一工作目标而努力。由于各个科室协同工作，节省了工作时间1个月，不仅为更好地做好储量评估工作赢得了时间，而且节约了工作成本。

参考文献

[1] 邵明记，李洪成，李果年，等，SEC证实储量静态评估方法应用与实践[J]，吐哈油气，2009.14（4）：331-334

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[3] 贾承造，美国SEC油气储量评估方法[M]，北京石油工业出版社，2004

[4] 赵文智，毕海滨，浅析中国与西方在储量计算中确定有效厚度之差异[J]，石油勘探与开发，2005.32(3):125-129

作者简介

陈超，女，高级工程师，从事油气田开发规划工作。

油气储量、产量增长趋势预测方法

将各盆地天然气储量产量趋势预测结果汇总，得到全国和各大区2006～2030年天然气储量、产量增长趋势。

（一）天然气储量

1.全国天然气储量增长趋势

截至2005年底，全国天然气探明程度只有14.05%，属于勘探早期，未来将处于储量稳定增长的阶段。汇总得到，2006～2030年每五年年均探明天然气地质储量5 140×108m3、4 624×108m3、4 377×108m3、3 953×108m3、3 540×108m3（图5-19、表5-28）。

图5-19 全国天然气探明地质储量增长趋势预测图

表5-28 全国天然气探明地质储量增长趋势预测结果汇总表

续表

目前我国的天然气储比较高，未来的主要工作是将已发现储量动用起来，新增储量只要处于一个较高水平，储比保持合理，能够充分保证开发需要为主要目标。年均探明仍能达4 327×108m3，接近“十五”平均值，总体还处于高位平台。

2.大区天然气地质储量增长趋势

从大区汇总结果来看，随着松辽盆地天然气勘探逐渐转入平稳状态，东部区天然气探明储量也将明显下降，从2006～2010年年均898×108m3的高峰降到2026～2030年的520×108m3,2006～2030年每五年的年均探明储量为898×108m3、768×108m3、707×108m3、603×108m3、520×108m3；四川盆地在2010年以后储量发现进入持续稳定的增长状态，因此中部区天然气探明储量会快速下降到年均2 000×108m3以下，2006～2030年每五年的年均探明储量为2 902×108m3、2 174×108m3、1 785×108m3、1 599×108m3、1 458×108m3；西部区天然气探明储量呈现先缓慢上升，最后快速下降的态势，2006～2030年每五年的年均探明储量为1 024×108m3、1 089×108m3、1 164×108m3、1 11 3×108m3、8×108m3；南方区发现的天然气储量规模较小，在2010年以后可陆续发现一些小气藏，2006～2030年每五年的年均探明储量为10×108m3、40×108m3、60×108m3、60×108m3、60×108m3；青藏区2020年以后可能会有天然气的储量发现，预计2021～2030年可累计探明储量为350×108m3；海域区的天然气探明程度也很低，随着珠江口深水的突破，以及琼东南、东海盆地储量的上升，海域的天然气探明储量将保持良好的增长态势，2006～2030年每五年的年均探明储量为304×108m3、554×108m3、661×108m3、548×108m3、484×108m3（表5-29）。

3.基本结论

（1）天然气地质储量增长年均超过4 300×108m3。

“十五”是新中国成立以来我国天然气探明地质储量增长最为迅速的时期，年均探明地质储量4 750×108m3，“十一五”将继续保持这种高增长态势，年均探明超过5 000×108m3,2010年后重点将转入天然气的开发，储量发现呈平缓下降趋势，年均探明储量维持在4 000×108m3以上，仍然处于增长的高峰阶段。

表5-29 大区天然气探明地质储量增长趋势预测结果汇总表

目前，我国的天然气探明程度仅为14%，处于勘探的早期阶段。预计“十一五”将累计探明25 701×108m3，至2010年底探明程度达到21.4%；至2020年底探明程度为34.2%；至2030年底探明程度为44.9%，将进入储量发现的中期。2006～2030年可累计探明天然气地质储量108 176×108m3，年均探明4 327×108m3，（表5-30）。

表5-30 全国天然气储量、产量预测结果表

（2）大盆地对全国天然气储量的贡献占主体。

2006～2030年对全国天然气探明储量贡献最大的盆地依次为：四川、鄂尔多斯、塔里木和松辽盆地，累计探明储量分别为28 034×108m3、21 028×108m3、18 715×108m3、14 844×108m3，对全国天然气探明储量贡献率分别为25.91%、19.44%、17.30%、13.72%，累计达76.38%，这四大盆地占了未来25年全国天然气储量增长的四分之三。随着时间的推移，四川、松辽盆地的贡献率逐渐变小，鄂尔多斯、塔里木盆地的贡献率变大。

（3）中西部始终是天然气储量增长的主要地区。

2006～2010年中西部对全国天然气探明储量贡献率为76.39%，占主体地位；东部为17.47%，海域占5.92%;2010年后中西部储量增长比例缓慢下降，东部也逐渐降低，海域大幅提高，南方也有所增长；2026～2030年中西部对全国天然气探明储量贡献率为70.65%，仍是储量增长的主要地区；东部降为16.16%，海域上升到13.68%；南方区和青藏区的贡献率分别达到1.69%和1.13%。

（二）天然气产量

1.全国天然气产量增长趋势

目前，我国的天然气产量处于快速上升阶段。将盆地天然气产量增长趋势预测结果汇总，得到全国的天然气产量增长趋势。2006～2030年每五年的年均产量为818×108m3、1 287×108m3、1 666×108m3、1 902×108m3、2 138×108m3。2006～2015年天然气产量增长速度较快，年均增长87×108m3，之后增速有所放缓，并于2030年达到2 203×108m3，仍未到达最高值，2030年之后还将呈上升趋势（图5-20，表5-31）。

图5-20 全国天然气产量增长趋势预测图

表5-31 全国天然气产量增长趋势预测结果汇总表

续表

在以上储量和产量情况下，天然气剩余可储量在2020年前仍处于快速上升阶段，由2006年的3.2×1012m3上升到2010年的4×1012m3、2015年的4.8×1012m3、2020年的5.4×1012m3;2020年之后，剩余可储量上升趋势减缓，2025年为5.6×1012m3,2030年为5.63×1012m3。储比逐步下降，从2006年的55:1，下降到2010年的39:1,2015年的33:1,2020年的30:1,2025年的28:1,2030年的25.5:1（图5-21），总体还比较高。

图5-21 天然气储量、产量、剩余可储量变化趋势

2.大区天然气产量增长趋势

从大区汇总结果来看，东部区的天然气产量将随着松辽盆地深层火山岩气层投入开发而逐步上升，2006～2030年每五年的年均产量为101×108m3、151×108m3、191×108m3、206×108m3、224×108m3；中部区目前是我国最主要的产气区，未来25年仍将是我国天然气产量最大的大区，2006～2030年每五年的年均产量为356×108m3、543×108m3、662×108m3、755×108m3、828×108m3；随着“西气东输”管线的投产和“西气东输”二线的建设生产，西部区天然气产量大幅上升，在全国的比重也越来越大，2006～2030年每五年的年均产量为258×108m3、428×108m3、594×108m3、678×108m3、752×108m3；南方区的天然气产量较少，在2015年以后将会有明显的增长，2006～2030年每五年的年均产量为1.4×108m3、6×108m3、10×108m3、17×108m3；青藏区预计在2025年以后有一定的天然气产量，2026～2030年年均产量17×108m3；海域区的天然气产量一直保持着高速的增长，2006～2030年每五年的年均产量为103×108m3、162×108m3、212×108m3、253×108m3、300×108m3（表5-32）。

表5-32 大区天然气产量增长趋势预测结果汇总表

3.基本结论

（1）天然气产量快速增长，至2030年油气当量基本相当。

2006～2030年我国天然气产量快速上升，在2015年之前增速较快，并于2016年超过1 500×108m3，之后增速放缓，2020年达到1 779×108m3,2026年超过2 000×108m3，到2030年达到2 203×108m3，届时，我国的石油产量在2×108t左右，油气当量基本相当。

目前，我国的天然气产出程度仅为2.8%，预计至2020年累计产量14 611×108m3，达到11.41%；至2030年底产出程度达到20.58%，正是我国天然气工业展时期。2006～2030年可累计产出39 056×108m3，在我国的能源供应中将占有重要的地位。

（2）大盆地对全国产量的贡献占主要地位。

2006～2030年对全国天然气产量贡献最大的盆地依次为：四川、塔里木和鄂尔多斯盆地，其累计产量分别为9 804×108m3、9 317×108m3、5 872×108m3，对全国天然气产量贡献率为25.10%、23.86%、15.04%，累计达63.99%，在未来全国天然气产量增长中占主导地位。剩余的产量主要分布在松辽、渤海湾、柴达木、准噶尔以及海域的东海、莺琼和珠江口盆地。随着时间的推移，四川盆地对全国产量的贡献率逐渐变小，塔里木盆地的贡献率逐步变大，而鄂尔多斯盆地基本不变。

（3）中西部始终是产量增长的主力区。

2006～2010年中西部对全国天然气产量贡献率为75.08%，占主要地位；东部为12.30%，海域为12.54%,2026～2030年中西部的贡献率达到74.73%，仍然是全国天然气的主要产区，东部的比重有所下降，达10.45%，海域小幅上升，达14.05%。此时，南方区和青藏区的天然气产量仍然较少，对全国的贡献率分别为0.72%和0.22%。

（4）天然气产量的储量保证。

首先，我国2005年底天然气剩余可储量为28 185.4×108m3,2005年的产量为500×108m3，储比为56.4。没有新增可储量的情况下，年产2 000×108m3也可维持14年，储量基础雄厚。

其次，2006～2030年全国可累计探明天然气地质储量108 176×108m3，年均探明4 327×108m3，按2005年新增储量的收率60%计算，到2030年可累计新增加天然气可储量64 900×108m3。

以上两部分相加，到2030年我国将共有约9.3×1012m3天然气可储量可供开发，在2 000×108m3的水平稳产30～40年是有储量保证的。

另外，对比美国、英国、加拿大等国的天然气发展经验，预计我国的天然气储比在2030年的目标为20～25，仍然处于较高的水平。

（5）管线建设对天然气产量增长的促进。

目前我国已建成的天然气管道项目有16个，总设计能力达713.2×108m3，而“十一五”规划的天然气管线的管输能力已达1 208×108m3，因此，从管线分析，我国的天然气产量将会快速上升，产量达到2 000×108m3是有管线保证的（表5-33，表5-34）。

表5-33 我国现有主要天然气管道项目

续表

表5-34 我国“十一五”规划天然气管道项目

天然气水合物勘探开发前景

油气储量、产量增长趋势预测的方法大致可以划分为四大类，一是专家评估法；二是统计法，包含时间序列数学模型法和工作量数学模型法；三是类比法；四是综合预测法。

（一）专家评估法

国内外调研分析表明，专家经验是油气发现趋势不可或缺的力量，专家们的预测代表了我国石油界对未来油气储量、产量增长的基本判断和普遍看法，这项工作是国内首次开展的一项调查研究工作，既为油气趋势预测研究提供了指导性的意见和参考依据，也是对我国石油工业未来发展思路上的整体把握。

1.基本原理

专家评估法是指预测者制作油气趋势预测表格，分发给熟悉业务知识、具有丰富经验和综合分析能力的专家学者，让他们在已有资料的基础上，运用个人的经验和分析判断能力，对油气的未来发展做出性质和程度上的判断，然后经过分析处理，综合专家们的意见，得到预测结果。

2.实施步骤

（1）设计油气趋势预测表格。预测表格主要包含油气储量、产量高峰值及持续时间的预测，以及每五年的平均储量发现和产量情况（表4-3）。

表4-3 发现趋势专家评估法预测表

（二）统计法

统计法主要依据已知的油气储量、产量数据，用各类数学模型，进行历史数据的拟合，并预测未来的发展趋势。统计法包括时间序列法、勘探工作量数学模型法、递减曲线分析法、储量—产量历史拟合法和储量—产量双向平衡控制模型法等（表4-4）。

表4-4 油气发现趋势预测统计法模型分类表

（三）类比法

类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法，解决了以往趋势预测只能在高勘探程度地区开展的问题，是预测方法的一大创新之处。

1.方法原理

所谓类比法是指开展低勘探程度盆地的油气储量、产量趋势预测时，以勘探程度较高的盆地作为类比对象，依据预测盆地与类比盆地在盆地类型和油气地质条件的相似性，设预测盆地投入充足勘探开发工作量的情况下，未来一个时间段内能够发现的油气储量和达到的产量。类比法可分为探明速度类比法和图形类比法。类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法。

2.方法种类

（1）速度类比法。以盆地类型为主要划分依据，分别选取松辽、鄂尔多斯、渤海湾、二连、准噶尔、柴达木、吐哈、酒泉、塔里木、苏北和百色盆地作为石油储量发现和产量增长的类比盆地，选取四川、鄂尔多斯、塔里木、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、南襄和百色盆地作为天然气储量发现和产量增长的类比盆地。依据各盆地油气的探明程度与出程度，将以上盆地的勘探开发阶段划分为早期、中期和后期，不同阶段具有不同的油气地质储量的探明速度和可储量的出速度。对低勘探程度盆地进行油气趋势预测时，给定油气储量发现和开始具有产量的起点，类比高勘探程度盆地的探明速度和出速度，预测出未来某一时间单元内（2006～2030年）该盆地油气储量探明状况和产量增长状况。

（2）图形类比法。图形类比法是设在有充足的勘探开发工作量基础上，预测盆地和类比盆地具有相似的勘探发现历程与产量增长过程，预测盆地可类比高勘探程度盆地的储量发现和产量增长曲线，使用类比盆地的模型参数以及预测盆地的量数据，即可得到预测盆地油气趋势预测曲线，进而得到2006～2030年储量和产量的数据。

按照类比标准表所选取的盆地，使用龚帕兹模型分别进行储量和产量数据曲线的拟合，得到40个储量类比图形和产量类比图形，以及相应的图形参数a、b。

3.实施步骤

（1）建立类比标准表：选取勘探程度较高的盆地作为类比盆地，按照盆地类型进行分类，将各盆地的储量发现和产量增长划分为不同的阶段，统计计算各阶段的储量探明速度和产量增长速度，制作类比标准表。

（2）建立类比图形库：根据作为类比盆地的高勘探程度盆地的储量、产量历史数据，用龚帕兹模型进行曲线拟合，得到控制图形形状的参数a和b，分别拟合类比标准表中各盆地的储量和产量曲线，建立类比图形库。

（3）为预测盆地选择合适的类比盆地：预测盆地与类比盆地的盆地类型、地层时代、储层岩性相近，油气地质条件可以类比。

（4）按照类比标准表分别给各预测盆地储量探明速度和产量增长速度赋值，并按盆地实际情况选择对应的持续时间，得到2006～2030年预测盆地累计探明程度、储量以及累计产量。

（5）将预测盆地的量和类比盆地的参数a和b代入龚帕兹公式，得到预测盆地的储量发现和产量增长曲线。

（6）以探明速度和产出速度类比法为主，并考虑图形类比法得到的预测结果，对预测盆地2006～2030年油气发现趋势进行综合分析。

（四）综合预测法

从国内外有关油气趋势预测的现状来看，基本上都属于统计法的范畴，利用各类数学模型，以以往的储量和产量数据进行趋势外推。这种预测受数学模型的约束太大，很多经验的判断也无法在模型中体现出来，对于勘探过程中因勘探新领域突破而带来的储量增长突变无法有效预测。因此，需要一种考虑主客观条件、具有普遍适用性的预测方法。因此，本次研究创立并应用了综合预测法进行油气储量、产量增长趋势预测。该方法预测依据充分，能够发挥专家的经验判断，具有很强的可操作性，在实际应用中取得了很好的效果。

1.方法原理

综合预测法是指以盆地或预测区的潜力为预测基础，分析其勘探开发历程，依据目前所处的勘探开发阶段，确定其未来储量、产量可能出现的高峰值及时间，使用多旋回哈伯特模型，用储比控制的办法，对油气储量、产量进行预测。

多旋回哈伯特模型可表示为：

新一轮全国油气评价

式中：Q——油田年产量，104t或108m3;

Qm——油田年产量高峰值，104t或108m3;

t——时间变量，年；

tm——产量高峰年份，年；

i——哈伯特旋回个数；

k——哈伯特旋回总数；

b——模型参数。

用多旋回哈伯特模型预测石油地质储量和油气产量首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要预测将来可能出现的高峰个数，这需要掌握丰富的地质资料和勘探开发历程，并对油气田的未来发展趋势有比较正确的认识；然后通过最小二乘法进行非线性拟合，确定单个哈伯特模型的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

2.实施步骤

（1）油气储量、产量高峰的基本判断。开展盆地油气储量、产量发展趋势预测是以其油气潜力分析为基础的，盆地的量和探明程度、产出程度基本上决定了油气未来储量、产量上升或下降的态势。因此，依据盆地目前所处的勘探阶段、潜力、历年所发现的储量规模、石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法做出的判断，确定盆地的储量发现高峰是否已过，如果高峰已过，则未来的储量发现将呈现衰减的形势；如果尚未达到高峰，则需要判断高峰出现的时间及高峰值，不同类型盆地的储量高峰所处的勘探阶段不同，但一般出现在探明程度40%～60%时。产量高峰的判断还要考虑油气开发状况，一般比储量高峰晚5～20年。通过专家小组会议确定各盆地的储量、产量高峰。

（2）油气储量、产量增长曲线拟合。在确定了盆地储量、产量的高峰后，即可使用多旋回哈伯特或高斯模型进行油气储量、产量曲线的拟合。首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要根据未来可能出现的高峰值，选择合适的旋回个数，然后通过最小二乘法进行非线性拟合，精确确定单个哈伯特模型有关高峰值、出现时间及表示曲线形态的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

（3）用储比控制储量、产量之间的关系。首先对预测期内的储比变化趋势进行预测判断，一般而言，高勘探程度盆地的储比呈现下降趋势，而低勘探程度盆地的储比在储量发现高峰之前快速上升。然后对盆地的储量、产量进行预测，用储比控制法控制储量、产量之间的关系。储比控制法是在对预测期内新增动用可储量的预测基础上，用剩余可储量的储比作为控制条件进行产量预测的一种方法。预测期历年的新增可储量，包括老油田提高收率增加的部分和新增动用储量增加的部分。

天然气开详细资料大全

一、天然气水合物的潜能

目前，海底天然气水合物被看作是未来的非常规天然气，其分布和规模是目前研究中需要首先考虑的问题。与常规天然气研究相类似，要评价天然气水合物的量，必须了解其聚集特征，必须在研究其烃类天然气来源的基础上进行量的评价。

天然气是一种流体矿产，从“源控论”角度考虑，一个地区（盆地或区带）天然气藏的量取决于以下3类参数：第一是气源岩的分布面积、厚度和有机质含量；第二是单位质量有机质能够转化成天然气的数量；第三是天然气从离开气源岩到形成现今的天然气藏，其聚集程度，即聚集系数。常规天然气远景量的评价遵循这种方法，水合物也应当如此。量是一个客观的数量，评价结果的准确与否，取决于人们对这三类参数认识的准确程度。其中，第1类参数的认识主要受勘探程度的影响，勘探程度越高，认识越接近实际；而第2类和第3类参数虽然也受勘探实践的影响，但更主要取决于理论上的认识。

在理论上，海底天然气水合物具有4种可能的来源：①海水溶解的甲烷（来自海水溶解或悬浮有机质生成的甲烷以及由大气或海底进入海水的甲烷）；②海底天然气水合物层有机质自生自储的甲烷；③海底天然气水合物层下伏沉积物、沉积岩中有机质生成的甲烷；④地球深部非生物成因（无机成因）的甲烷。第3种成因的甲烷应当是海底天然气水合物中最主要的贡献者。

聚集系数是天然气评价中的重要参数。海底天然气水合物的聚集系数受一系列地质-地球化学及海底物理化学条件的控制，涉及若干动力学过程，尚需深入研究。

目前，国际上对天然气水合物量的计算主要有以下几种方法：①根据地震资料，将含水合物沉积所具有地震空白反射效应定量化并成图，但该法不能计算BSR下的游离气；②用波形反转法建立速度模型，计算水合物带及其下游离气的含量，但该法不适于用在气体饱和度大于2%的情况；③用地震反射系数或AVO计算水合物及与BSR有关的游离气。各种方法均具有一定的实用性，但也存在或多或少的缺陷和局限性。天然气水合物的赋存条件与油气的最大区别就在于天然气水合物必须具有严格的P-t条件，因此，模拟实验研究天然气水合物相平衡条件仍是研究的热点。通常认为，稳定带的边界是水合物的相平衡曲线和地热梯度的交点，并用这个交点的位置来预测稳定带的厚度。而实测的资料表明，稳定带的边界比预测的边界要高，如ODP146航次889/890站位实测的稳定带边界要比预测的高40～50m（Kastner等，1995），而ODP164航次布莱克海岭的稳定带边界比预测的高达100m（Ruppel等，19）。

天然气水合物藏的量到底有多少？目前世界上尚无法准确计算。据原苏联科学家的初步估计，海域内天然气水合物有15×1015m3。根据美国地质学家的资料，天然气水合物中的天然气总量为1018m3，也就是说，超过了包括煤炭在内的所有已知的可燃矿产的储量。据第28届国际地质大会的资料，天然气水合物的储量极为巨大，据估计可能达到28×1013m3。而据原苏联科学院院士A.A.特罗菲姆克计算，甲烷藏密度为（1170～1384）×108m3/km2，当海洋沉积物中天然气水合物藏的产气率为0.7时，世界海洋天然气水合物生成带所产气的储量约为85×1015m3。这一数量与当时美国学者的计算结果大致吻合（19）。1988年，Ian Ridley和Kathy Dominic在《Gas Hydrates Keep Energy on Ice》文中介绍：“苏联科学院的Makogan研究组估计，仅在海洋环境中的天然气水合物就含有5.6×1018m3天然气，而美国学者估计在美国大陆边缘的天然气水合物含有7.2×1014m3天然气”。

目前，世界上对天然气水合物量有以下几种典型计算。

1）13～15年，苏联学者A.A.Trofimuk等对世界海洋天然气水合物的量提出了评价方法，并进行了评价，对全球天然气水合物含碳量估算值约为（2.7～14）×103GT（1GT=1015g）。美国天然气远景委员会在1981年汇总全部的估计值后也曾提出过海洋外大陆边缘沉积物中甲烷水合物的含碳量的估算值。20世纪80年代末，国际地质勘探者工作协会对全球24个地区浅海天然气水合物的赋存控制因素和可储量进行了研究。J.Krason等应用区域盆地分析方法评价了各种构造环境中的天然气水合物，指出天然气水合物较适宜生成的温度和压力条件一般出现于大陆斜坡、陆隆区以及深海平原的浅层沉积物中。

2）1988年，美国学者Kvenvolden和Claypool重新估算了全球水合物量，根据他们定的全球海洋沉积物体积和沉积物有机质丰度，提出仅微生物作用形成的天然气水合物的含碳量就达16×103GT的估算值。考虑到多种因素的综合影响，Kvenvolden认为，甲烷水合物含碳量较为合理的估计值应为1×104GT；如果再考虑到热成因来源的甲烷，估计实际上应不小于1×104GT。1995年，Kvenvolden再次指出，目前天然气水合物中甲烷总量较为一致的估计值约为2.0×1016m3，并认为如果这一估计正确，天然气水合物中甲烷的总含碳量则是当前已探明的所有燃料矿产（煤、石油、天然气）总含碳量的2倍。

3）1995年，美国地质调查所利用类似于常规油气的勘探评价方法，对美国甲烷水合物进行了详细评价（Collett，1995），估计量有3169.6×1012m3，比原来估算大了几个数量级。19年根据大洋钻探（ODP）提供的数据再次评价，估算甲烷水合物量为5660×1012m3，其中海域的占总量的99%，超过美国现有常规油气的100多倍。正是在这些评价的基础上，美国能源部、化石能源办公室和联邦能源技术中心于1999年6月制定了“美国甲烷水合物多年研究发展项目”。

表1-3 全球天然气水合物量

4）日本天然气水合物的海洋地质与地球物理研究主要由日本地质调查所、日本石油公团以及有关的公司（如日本石油勘探公司JAPEX）、东京大学等3个部分组成。基于1993年的实例研究，地质所估算了日本周围海域的甲烷水合物量大约为6×1012m3，是1992年日本全国天然气消耗量的100倍。日本出于短缺的严峻压力和对新能源的巨大期望，于1995年提出“气体水合物研究发展五年”。基于多年研究，Krason与Matsumoto估算了日本南海海槽天然气水合物的体积为（4.20～0.42）×1012m3和（0.8～8.0）×1012m3。Saton等估算了四国岸外南海海槽地区的天然气水合物与有关的游离气量，分别为2.71×1012m3与1.6×1012m3。

5）印度常规油气量预测为707×108m3。1995年12月的印度地球物理大会上气体水合物成为重要议题之一。印度科技界在原有工作基础上经深入评价，估计印度陆架区可能产出的天然气水合物量为2×1012m3，促使印度石油工业开发部迅速制定了国家勘探开发（1995～1999）。

6）大多数人认为，储存在天然气水合物中的碳至少有1×1013t，约是当前已探明的所有化石燃料（包括煤、石油和天然气）中碳含量总和的2倍。

总之，尽管说法不一，或这些评估过于乐观，但与常规油气相比，天然气水合物中潜在的天然气量仍然是极其巨大的（表1-3）。

二、天然气水合物的开发前景

人类开发利用能源的发展趋势是：煤（固体）→石油（液体）→天然气（气体）。不仅天然气水合物层本身存在巨大无比的甲烷，而且往往在含天然气水合物层之下同时还蕴藏了巨大的常规天然气。如果说永冻区的水合物离世界上大多数国家太遥远的话，那么海洋水合物则就在他们面前。大陆斜坡、陆隆和世界洋底下有没有那么多天然气水合物，能不能开发出来，都是人们十分关心的问题。几十年来全球对天然气水合物的普查、勘探和试验性开发一刻也未停顿过。美国、日本、印度和德国已着手安排了实际上是整个世界海洋沉积物上部的研究。DSDP和ODP钻探有目标和持续性的工作为调查世界海洋水合物的分布取得了举世瞩目的成就，为今后开发天然气水合物打下了基础，为被能源与环境问题困扰的人类社会带来了新的希望。

虽然目前国际的天然气水合物热持续高涨，但是在天然气水合物开发利用的问题上一直有两种呼声。有人提倡大刀阔斧地进入实用阶段，也有人呼吁三思而后行，甚至有少数人反对开发利用天然气水合物。从全局来看，有一些技术确实还没有达到实用开发天然气水合物的水平，但只要全球科学家和各国抱着负责任的态度，大力投资科技攻关项目，我们深信，人类在21世纪是可以做到安全利用天然气水合物的。俄罗斯的巴尔坎和日本的专家也认为：“在开技术发生根本变化后，开发水合物不仅完全可能，而且指日可待”。Sloan指出，大规模开天然气水合物中的甲烷在21世纪的某些时候将成为现实。

1.识别BSR技术的进步

随着高分辨率多道反射地震技术的普遍用和地震数据特殊处理技术的提高，BSR现象在地震剖面上更为明显。在地震剖面中，BSR一般呈现出高振幅、负极性、平行于海底和与海底沉积构造相交的特征，容易识别，效率较高。

2.钻孔取样技术

目前用的钻孔取样技术有4种：①活塞式岩心取样器；②恒温岩心取样器；③恒压岩心取样器（PSC）；④水温探测仪。通过测量样处海水温度来确定海水含盐度，进而计算岩心中水合物的分解量。

3.测井技术

测井技术是天然气水合物勘探中除地震反射法和钻孔取心法之后又一有效手段。当然仅凭某一种或两种方法来判断天然气水合物的存在是不可靠的，有时其他偶然因素也会引起测井曲线表现出类似天然气水合物层段的特征，所以在实际工作中应视具体情况用多种测井方法并结合应用其他方法来判识天然气水合物。

4.开发技术

常用的开发技术有：①热激发法；②化学试剂法；③减压法。单用某一种方法来开天然气水合物是不经济的，只有结合不同方法的优点才能达到对水合物的有效开。若将降压法和热开技术结合使用将会展现出诱人的前景，即：用热激发法分解气/水合物，而用降压法提取游离气体。虽然从技术角度来看，开发天然气水合物已具可行性，但是目前人们仍未找到一种在当前的科技条件下比较经济合理的开方法。

5.全球瞩目的日本、美国和印度的开发

近年来，许多国家成立了专门的机构，投入巨资，旨在探明本国的天然气水合物和进行开准备。美国成立了天然气水合物研究中心，日本成立了甲烷水合物开发促进委员会，加拿大于1998年组织了包括美国和日本等国25位科学家参加的陆地天然气水合物钻探和开发的技术研究，印度也制订了自己的天然气水合物开发。

6.全球天然气水合物开发前景

海洋天然气水合物是全球天然气水合物开发的重点，不仅因为海洋天然气水合物占总量的大半以上，而且分布广泛，对那些滨海而又缺乏能源的国家来说，天然气水合物则带来了莫大的希望和寄托。

海底浅层沉积物中的天然气水合物和周围的沉积物可以形成一种封闭性极好的盖层，为大陆斜坡和陆隆区形成的天然气提供了良好的聚集条件。已经证实天然气水合物的胶结层具有很强的封闭性，含水合物岩层可对常规油、气藏起到屏蔽作用，天然气水合物层之下往往有大型常规气藏。圈闭于天然气水合物带的常规天然气或石油比包含于天然气水合物中的非常规天然气在目前更具有经济价值。

天然气水合物的存在为勘探常规气藏提供了有用的信息。天然气水合物反映出沉积物正在进行着的烃类生成作用。而天然气水合物对估计一个地区现今的热流及其热历史是有价值的，因为天然气水合物仅存在于非常有限的温度-压力范围内，其出现形式的变化是与孔隙水化学变化、烃类成分的变化或温度-压力梯度异常密切相关的。

前苏联开发麦索雅哈气田的实践经验证明，在永冻区开发常规天然气不可避免地会遇到天然气水合物问题。一般来说，永冻区的天然气水合物形成深度总是浅于常规气藏的深度，它像盖层一样封闭了其下的常规天然气。当人们没有发现和认识水合物之前，实际上已经遇到天然气水合物，如天然气水合物分解造成的井喷等。所以说，开发天然气水合物不是单一的开发，而是一种综合开发。

天然气水合物是天然气的一种载体，从能源角度上看，天然气水合物属于天然气这个范畴。人类发现了天然气水合物，评价了它可能对人类的贡献，但不能将天然气水合物孤立起来进行研究。天然气水合物藏的形成首先要有气源，所以天然气水合物地质学同石油天然气地质学是不可分割的，其开发也要同常规气藏联合开发。天然气水合物的开发前景广阔。

小结

1）在充分了解世界各国水合物调查研究及进展的基础上，重点介绍了4个国家的天然气水合物研究开发、10个国家的部门，以及30多个国家和地区天然气水合物的调查和研究情况。

2）通过对信息资料的综合分析，认为目前天然气水合物调查研究主要围绕天然气水合物特征、商业性的生产与开发、全球碳循环、安全及海底稳定性和天然气运输方法等5个方面开展工作。当前急需解决的重点是：利用获得的测井、岩心和钻井记录等有效信息，不断地改进地质模型和地球物理勘探方法，以便尽早实现商业性开。

3）为积极配合生产与开发的需要，指出了目前研究工作已由过去的水合物热力学转向动力学研究。水合物动力学包括形成动力学和分解动力学，涉及水合物的形成、储存与开、动力学抑制剂的开发，以及石油和天然气输送管线的设计等。强调通过对动力学的研究，将有助于开展天然气水合物多方面的应用研究。

4）通过对天然气水合物的物理化学性质、赋存特征、成矿条件、分布规律及矿藏成因等相关资料的深入分析，系统整理了天然气水合物成矿的有关地质理论。重点探讨了天然气水合物的热解、微生物和混合等3种气源成因，天然气水合物的成矿模式，以及评价与开发前景。

5）全面总结了天然气水合物调查的地质、地球物理和地球化学等多种技术方法，主要包括微地貌及其可视化勘查技术、高分辨率多道地震勘查技术、电磁法探测技术和卫星遥感勘查技术等。通过对析，认为多道地震反射法是海洋天然气水合物主要的勘探方法，该方法可以揭示天然气水合物沉积层速度的精细结构，进行储层描述，有利于寻找勘探目标和地质储量评价，并强调同时应结合其他非地震勘探手段。

6）系统归纳了天然气水合物的多种保压保温取心技术、钻井技术及测井技术，结合钻探实例进行了利弊因素分析。在了解国外天然气水合物开发方法和现状的基础上，介绍了天然气水合物的3种主要开方法，并结合水合物试验开实例，讨论了开发生产技术问题及对策。

7）从天然气水合物与全球碳循环及温室效应、天然气水合物与全球气候变化的关系，以及天然气水合物的地质灾害因素等多方面分析，探讨了天然气水合物的环境效应。

油气储量是怎样计算的?

天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。对于和原油储藏在同一层位的天然气，会伴随原油一起开出来。对于只有单相气存在的，我们称之为气藏，其开方法既与原油的开方法十分相似，又有其特殊的地方。

基本介绍 中文名 ：天然气开 由于 ：天然气密度小 密度 ：为0.75～0.8千克/立方米 埋藏在 ：地下封闭的地质构造之中 概要,中国发展,相关政策,勘测方法, 概要 由于天然气密度小，为0.75～0.8千克/立方米，井筒气柱对井底的压力小；天然气粘度小，在地层和管道中的流动阻力也小；又由于膨胀系数大，其弹性能量也大。因此天然气开时一般用自喷方式。这和自喷油方式基本一样。不过因为气井压力一般较高加上天然气属于易燃易爆气体，对气井口装置的承压能力和密封性能比对油井口装置的要求要高的多。 天然气开也有其自身特点。首先天然气和原油一样与底水或边水常常是一个储藏体系。伴随天然气的开进程，水体的弹性能量会驱使水沿高渗透带窜入气藏。在这种情况下，由于岩石本身的亲水性和毛细管压力的作用，水的侵入不是有效地驱替气体，而是封闭缝缝洞洞或空隙中未排出的气体，形成死气区。这部分被圈闭在水侵带的高压气，数量可以高达岩石孔隙体积的30%～50%，从而大大地降低了气藏的最终收率。其次气井产水后，气流入井底的渗流阻力会增加，气液两相沿油井向上的管流总能量消耗将显著增大。随着水侵影响的日益加剧，气藏的气速度下降，气井的自喷能力减弱，单井产量迅速递减，直至井底严重积水而停产。目前治理气藏水患主要从两方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是用机械卡堵、化学封堵等方法将产气层和产水层分隔开或是在油藏内建立阻水屏障。目前排水办法较多，主要原理是排除井筒积水，专业术语叫排水气法。 中国发展 自从1998年以来，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地相继发现的特大型气田非但出人意料地开启了中国全国性的天然气时代，亦戏剧性地增加了这个国家在国际天然气市场交易中的谈判筹码。中国陆上气田已探明地质储量超过陆海气田总储量的90%以上。对陆上气田产能的判断将使天然气业者对诸如进口天然气、境内市场的决策产生重要影响。在另一方面，近10年以来，针对中国海洋天然气产能前景的乐观情绪相当高涨。但如果摘下民族主义者的眼镜，中国天然气业者将发现期望和现实开发套用之间存在相当大的鸿沟：东海和南中国海的气田存在地区争议，以当前局势而言在十二五、十三五甚至十四五期间亦难有较大转圜；除了近期新开发的珠江口盆地荔湾3-1气田外，其他开利用中的海上气田都是中小型气田，全部产能累加仅接近于1.5个沿海接收站的最大供气能力。 塔里木盆地的天然气开和集输局部 近年来中国的石油和天然气开业发展迅速。2006年1-12月，中国石油天然气开行业累计实现工业总产值759,073,351千元，比2005年同期增长了24.74%；累计实现产品销售收入773,655,604千元，比2005年同期增长了27.24%；累计实现利润总额363,568,825千元，比2005年同期增长了24.22%。2007年1-11月，中国石油天然气开行业累计实现工业总产值726,174,178千元，比2006年同期增长了4.82%；累计实现产品销售收入767,905,515千元，比2006年同期增长了6.98%，累计实现利润总额334,817,296千元，比2006年同期下降了7.72%。2008年1-10月，中国石油和天然气开行业累计实现工业总产值155,299,892千元，比2007年同期增长了46.85%；累计实现产品销售收入154,189,131千元，比2007年同期增长了42.07%；累计实现利润总额78,834,704千元，比2007年同期增长了61.23%。 春晓和平湖油气田群的开和集输 中国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括：渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地、台西南盆地、台东盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海-琼东南盆地、南海南部诸盆地等。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架。 根据院2003年5月9日颁布的《全国海洋经济发展规划纲要》，中国近海石油量约240亿吨，海洋可再生能源理论蕴藏量6.3亿千瓦。到2010年海洋产业增加值将占GDP5%以上，海洋经济将成为国民经济新的增长点。 2005-2020年期间，中国石油天然气产量远远不能满足需求，且供需缺口将越来越大。中国对天然气的需求将以每年15%左右的速度增长，2010年将超过1,000亿立方米，2020年将达到2,000亿立方米，占整个能源构成的10%。 根据分析：预计到2020年，海洋石油占全球石油开量的35%。而我国目前海洋石油占石油开总量不足1/5，提升潜力巨大。 相关政策 第一章 总则 第一条 为了规范石油天然气(以下简称油气)开活动的会计处理和相关信息的披露,根据《企业会计准则--基本准则》,制定本准则. 第二条 油气开活动包括矿区权益的取得以及油气的勘探、开发和生产等阶段. 第三条 油气开活动以外的油气储存、集输、加工和销售等业务的会计处理,适用其他相关会计准则. 第二章 矿区权益的会计处理 第四条 矿区权益,是指企业取得的在矿区内勘探、开发和生产油气的权利. 矿区权益分为探明矿区权益和未探明矿区权益.探明矿区,是指已发现探明经济可储量的矿区;未探明矿区,是指未发现探明经济可储量的矿区. 探明经济可储量,是指在现有技术和经济条件下,根据地质和工程分析,可合理确定的能够从已知油气藏中开的油气数量. 第五条 为取得矿区权益而发生的成本应当在发生时予以资本化.企业取得的矿区权益,应当按照取得时的成本进行初始计量: (一)申请取得矿区权益的成本包括探矿权使用费、矿权使用费、土地或海域使用权支出、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他申请取得支出. (二)购买取得矿区权益的成本包括购买价款、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他购买取得支出. 矿区权益取得后发生的探矿权使用费、矿权使用费和租金等维持矿区权益的支出,应当计入当期损益. 第六条 企业应当用产量法或年限平均法对探明矿区权益计提折耗.用产量法计提折耗的,折耗额可按照单个矿区计算,也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算.计算公式如下: 探明矿区权益折耗额=探明矿区权益账面价值t探明矿区权益折耗率探明矿区权益折耗率=探明矿区当期产量/(探明矿区期末探明经济可储量+探明矿区当期产量) 第七条 企业对于矿区权益的减值,应当分别不同情况确认减值损失: (一)探明矿区权益的减值,按照《企业会计准则第8号--资产减值》处理. (二)对于未探明矿区权益,应当至少每年进行一次减值测试. 单个矿区取得成本较大的,应当以单个矿区为基础进行减值测试,并确定未探明矿区权益减值金额.单个矿区取得成本较小且与其他相邻矿区具有相同或类似地质构造特征或储层条件的,可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组进行减值测试. 未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额,应当确认为减值损失,计入当期损益.未探明矿区权益减值损失一经确认,不得转回. 第八条 企业转让矿区权益的,应当按照下列规定进行处理: (一)转让全部探明矿区权益的,将转让所得与矿区权益账面价值的差额计入当期损益. 转让部分探明矿区权益的,按照转让权益和保留权益的公允价值比例,计算确定已转让部分矿区权益账面价值,转让所得与已转让矿区权益账面价值的差额计入当期损益. (二)转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益的,转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额,计入当期损益. 转让单独计提减值准备的部分未探明矿区权益的,如果转让所得大于矿区权益账面价值,将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面价值,以转让所得冲减矿区权益账面价值,不确认损益. (三)转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的,如果转让所得大于矿区权益账面原值,将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面原值,以转让所得冲减矿区权益账面原值,不确认损益. 转让该矿区组最后一个未探明矿区的剩余矿区权益时,转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额,计入当期损益. 第九条 未探明矿区(组)内发现探明经济可储量而将未探明矿区(组)转为探明矿区(组)的,应当按照其账面价值转为探明矿区权益. 第十条 未探明矿区因最终未能发现探明经济可储量而放弃的,应当按照放弃时的账面价值转销未探明矿区权益并计入当期损益.因未完成义务工作量等因素导致发生的放弃成本,计入当期损益. 第三章油气勘探的会计处理 第十一条 油气勘探,是指为了识别勘探区域或探明油气储量而进行的地质调查、地球物理勘探、钻探活动以及其他相关活动. 第十二条 油气勘探支出包括钻井勘探支出和非钻井勘探支出. 钻井勘探支出主要包括钻探区域探井、勘探型详探井、评价井和资料井等活动发生的支出;非钻井勘探支出主要包括进行地质调查、地球物理勘探等活动发生的支出. 第十三条 钻井勘探支出在完井后,确定该井发现了探明经济可储量的,应当将钻探该井的支出结转为井及相关设施成本. 确定该井未发现探明经济可储量的,应当将钻探该井的支出扣除净残值后计入当期损益. 确定部分井段发现了探明经济可储量的,应当将发现探明经济可储量的有效井段的钻井勘探支出结转为井及相关设施成本,无效井段钻井勘探累计支出转入当期损益. 未能确定该探井是否发现探明经济可储量的,应当在完井后一年内将钻探该井的支出予以暂时资本化. 第十四条 在完井一年时仍未能确定该探井是否发现探明经济可储量,同时满足下列条件的,应当将钻探该井的资本化支出继续暂时资本化,否则应当计入当期损益: (一)该井已发现足够数量的储量,但要确定其是否属于探明经济可储量,还需要实施进一步的勘探活动; (二)进一步的勘探活动已在实施中或已有明确计画并即将实施. 钻井勘探支出已费用化的探井又发现了探明经济可储量的,已费用化的钻井勘探支出不作调整,重新钻探和完井发生的支出应当予以资本化. 第十五条 非钻井勘探支出于发生时计入当期损益. 第四章 油气开发的会计处理 第十六条油气开发,是指为了取得探明矿区中的油气而建造或更新井及相关设施的活动. 第十七条油气开发活动所发生的支出,应当根据其用途分别予以资本化,作为油气开发形成的井及相关设施的成本. 油气开发形成的井及相关设施的成本主要包括: (一)钻前准备支出,包括前期研究、工程地质调查、工程设计、确定井位、清理井场、修建道路等活动发生的支出; (二)井的设备购置和建造支出,井的设备包括套管、油管、抽油设备和井口装置等,井的建造包括钻井和完井; (三)购建提高收率系统发生的支出; (四)购建矿区内集输设施、分离处理设施、计量设备、储存设施、各种海上平台、海底及陆上电缆等发生的支出. 第十八条 在探明矿区内,钻井至现有已探明层位的支出,作为油气开发支出;为获取新增探明经济可储量而继续钻至未探明层位的支出,作为钻井勘探支出,按照本准则第十三条和第十四条处理. 第五章 油气生产的会计处理 第十九条 油气生产,是指将油气从油气藏提取到地表以及在矿区内收集、拉运、处理、现场储存和矿区管理等活动. 第二十条 油气的生产成本包括相关矿区权益折耗、井及相关设施折耗、设备及设施折旧以及操作费用等.操作费用包括油气生产和矿区管理过程中发生的直接和间接费用. 第二十一条 企业应当用产量法或年限平均法对井及相关设施计提折耗.井及相关设施包括确定发现了探明经济可储量的探井和开活动中形成的井,以及与开活动直接相关的各种设施.用产量法计提折耗的,折耗额可按照单个矿区计算,也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算.计算公式如下: 矿区井及相关设施折耗额=期末矿区井及相关设施账面价值t矿区井及相关设施折耗率矿区井及相关设施折耗率=矿区当期产量/(矿区期末探明已开发经济可储量+矿区当期产量) 探明已开发经济可储量,包括矿区的开发井网钻探和配套设施建设完成后已全面投入开的探明经济可储量,以及在提高收率技术所需的设施已建成并已投产后相应增加的可储量. 第二十二条 地震设备、建造设备、车辆、修理车间、仓库、供应站、通讯设备、办公设施等设备及设施,应当按照《企业会计准则第4号--固定资产》处理. 第二十三条 企业承担的矿区废弃处置义务,满足《企业会计准则第13号--或有事项》中预计负债确认条件的,应当将该义务确认为预计负债,并相应增加井及相关设施的账面价值. 不符合预计负债确认条件的,在废弃时发生的拆卸、搬移、场地清理等支出,应当计入当期损益. 矿区废弃,是指矿区内的最后一口井停产. 第二十四条 井及相关设施、设备及设施的减值,应当按照《企业会计准则第8号--资产减值》处理. 第六章 披露 第二十五条 企业应当在附注中披露与石油天然气开活动有关的下列信息: (一)拥有国内和国外的油气储量年初、年末数据. (二)当期在国内和国外发生的矿区权益的取得、油气勘探和油气开发各项支出的总额. (三)探明矿区权益、井及相关设施的账面原值,累计折耗和减值准备累计金额及其计提方法;与油气开活动相关的设备及设施的账面原价,累计折旧和减值准备累计金额及其计提方法. 勘测方法 1、地震仪的观测，测出由爆炸的电荷产生的震波，因而得知地表下岩石的结构。 2、地质勘探，找寻特别的岩层(含油或天然气)的位置。 3、地球重力的检查，以测量地心引力的改变，而测出石油或天然气的存在。

石油技术可储量的计算

油田好比是地下“油库”，气田好比是地下“气库”，油气田就好比是地下“油气库”了。油库的大小以装油多少来衡量，气库的大小以装气多少来衡量，油田的大小，是以含油的多少即储量来衡量的。世界上的油田形形、多种多样，只有“相似”而没有“相同”的，储量也相差悬殊。例如，世界排名第一的头号油田——沙特阿拉伯的加瓦尔油田，其可储量高达114×108吨；世界排名第二的科威特的布尔干油田，可储量也有105×108吨。不过，这种可储量超过百亿吨的超级大油田，到目前为止，全世界只发现两个。原始地质储量超过20×108吨（相当可储量6.8×108吨）的大型油田，世界上现有42个，我国大庆油田名列其中。而可储量在0.06～1.3百万吨级的中小型油田，在世界油田中占绝大多数。

油气储量是油气田勘探最重要的成果，是油气田开发的物质基础，也是国家制定能源政策和国家投资的重要依据。地下没有“油海”、“油河”，油气是储存于岩石的孔隙、洞隙和缝隙之中的。由于储存条件复杂，使储存于地下的油气不能如愿以偿全部到地面。因此，把油气储量分为两类：一类叫做地质储量，即地下油气田储集层中油气的实际储量；另一类叫可储量，即在现有的经济、技术条件下，可以到地面的油气储量。通常把可储量与地质储量的比值称为收率。当然，收率越高越好。

在油气田勘探的各个阶段，都要进行储量计算。计算的方法有好几种，通常用的是容积法。大家知道，油气储存在地下岩石的孔、洞、缝隙之中，所以容积法计算油气储量的实质是计算岩石孔隙中油气所占的体积，并把地下油气的体积换算成地面的重量（石油）或体积（天然气），这就是油气的储量。石油地质储量的计算公式为：

公式中的含油饱和度是指岩石孔隙中石油所占体积与孔隙体积相比的百分数。原油在地下油层中，因地层压力较大，溶有大量气体，体积增大；到地面后，压力降低，气体从油中跑出，原油体积缩小。原油在地下的体积与地面体积之比，称为体积系数。

计算气田中天然气地质储量，与计算油田中石油地质储量的原理相同，方法相似。容积法计算气田天然气储量的公式为：

公式中，天然气体积系数是一个与天然气组成成分、地下及地面的温度和压力有关的系数。

储量计算完以后，还要对探明储量进行综合评价。评价的目的是检查储量计算的可靠性。如果把储量计算比喻为一份考卷，那么对储量的综合评价就相当于答卷者在交卷之前的自我检查，仔细查看卷面上有无错、漏、公式使用不当、计算失误等等。经检查后，如证明使用的参数齐全、准确、计算无误，所定储量的级别和勘探阶段及研究程度相符，就可以上交了。

济阳坳陷天然气区带评价技术与应用

根据中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可储量计算方法》 （SY/T5367-1998），可储量的计算方法共10类18种方法，每种方法都有各自的适用范围和局限性。应根据油藏开发阶段和开发方式等具体条件选取适用的方法。本部分对砂岩油藏可储量的常用计算方法进行详细阐述。其他类型油藏可储量的计算方法可参阅中华人民共和国石油天然气行业标准 《石油可储量计算方法》及有关书籍。

1. 开发初期油田可储量的计算方法

开发初期是指油田的建设期或注水开发油田中低含水期。此阶段，油田动态资料少，油藏开规律不明显。计算可储量的方法有经验公式法、类比法、流管法、驱油效率-波及系数法、数值模拟法及表格法。矿场上经常用的计算方法是经验公式法、类比法及表格法。

（1） 经验公式法

经验公式法是利用油藏地质参数和开发参数评价油藏收率，然后计算可储量的简易方法。应用该法时，重要的是了解经验公式所依据的油田地质和开发特征以及参数确定方法和适用范围。

美国石油学会收率委员会阿普斯 （J. J. Arps） 等人，从1956年开始到1967年，综合分析和统计了美国、加拿大、中东等产油国的312个油藏的资料。根据72个水驱砂岩油田的实际开发资料，确定的水驱砂岩油藏收率的相关经验公式为：

油气田开发地质学

式中：ER——收率，小数；φ——油层平均有效孔隙度，小数；Swi——油层束缚水饱和度，小数；Boi——原始地层压力下的原油体积系数，小数； ——油层平均绝对渗透率，10-3μm2；μwi——原始条件下地层水粘度，mPa·s；μoi——原始条件下原油地下粘度，mPa·s；pi——原始油层压力，MPa；pa——油藏废弃时压力，MPa。

上式适用于油层物性好、原油性质好的油藏。

17～18年B·C·科扎肯根据伏尔加-乌拉尔地区泥盆系和石炭系沉积地台型42个水驱砂岩油藏资料，获得以下经验公式：

油气田开发地质学

式中：μR——油水粘度比；Cs——砂岩系数；Vk——渗透率变异系数；h——油层平均有效厚度，m；f——井网密度，ha/口；其余符号同前。

该经验公式复相关系数R＝0.85，适用于下列参数变化范围：μR＝0.5～34.3；

油气田开发地质学

（109～3200） ×10-3μm2；Vk＝0.33～2.24；h＝2.6～26.9m；Cs＝0.51～0.94；f＝7.1～74ha/口。

18年，我国学者童宪章根据实践经验和统计理论，推导出有关水驱曲线的关系式，并将关系式和油藏流体性质、油层物性联系起来，推导出确定水驱油藏原油收率的经验公式：

油气田开发地质学

式中： —束缚水条件，油的相对渗透率与水的相对渗透率比值；μo——地层原油粘度，mPa·s；μw——地层水粘度，mPa·s。

上式的优点是简单，式中两个主要因素：一是油水粘度比，很易测定；另一个因素油、水相对渗透率比值，可以根据相对渗透率曲线间接求得。

1985年我国石油专业储量委员会办公室利用美国和前苏联公布的109个和我国114个水驱砂岩油藏资料进行了统计研究。利用多元回归分析，得到了油层渗透率和原油地下粘度两者比值 （影响收率的主要因素），与收率的相关经验公式：

ER=21.4289(K/μo)0.1316

上式适合我国陆相储层岩性和物性变化大、储层连续性差及多断层的特点，计算精度较高。

（2） 驱油效率-波及系数法

驱油效率可以用岩驱油实验法和分析常规岩心残余油含量法。

1） 岩驱油实验法：用岩心进行水驱油的实验，是测定油藏水驱油效率的基本方法之一，可直接应用从油层中取出的岩心做实验，也可以用人造岩心做实验。具体方法是将岩心洗净烘干后，用地层水饱和，然后用模拟油驱水，直到岩心中仅有束缚水为止。最后用注入水进行水驱油实验，模拟注水开发油藏的过程，直到岩心中仅有残余油为止。水驱油效率为：

油气田开发地质学

式中：ED——水驱油效率，小数；Sor——残余油饱和度，小数；Soi——原始含油饱和度，小数。

2） 分析常规岩心残余油含量法：取心过程中，钻井液对岩心的冲洗作用，与注水开发油田时注入水的驱油过程相似。可以认为钻井液冲洗后的岩心残余油饱和度，与水驱后油藏的残余油饱和度相当。因此，只需要分析常规取心的残余油饱和度就能求出油藏注水开发时的驱油效率。即：

油气田开发地质学

式中：β——校正系数，其余符号同前。

原始含油饱和度的求取本章已有叙述。残余油饱和度的测定方法通常有蒸馏法、色谱法及干馏法。由于岩心从井底取到地面时，压力降低，残余油中的气体分离出来，相当于溶解气驱油，使地面岩心分析的残余油饱和度减小，所以应进行校正，β一般为0.02～0.03。

用分析常规岩心的残余油含量来确定水驱油效率，简便易行。但是实际上，取心过程与水驱油过程有差别，用残余油饱和度法求得的水驱油效率往往较油田实际值低。

上述两种方法求得的驱油效率乘以注水波及系数，即为水驱收率。

波及系数是水驱油的波及体积与油层总体积之比。水驱波及系数与油层连通性、非均质性、分层性、流体性质、注井网的部署等都有密切的关系。连通好的油层，水驱波及系数可以达到80％以上；连通差的油层和复杂断块油藏，往往只有60％～70％。

（3） 类比法

类比法是将要计算可储量的油藏同有较长开发历史或已开发结束的油藏进行对比，并借用其收率，进行可储量计算。油藏对比要同时比较地质条件和开发条件，才能使对比结果接近实际。地质条件包括油藏的驱动类型、储层物性、流体性质及非均质性。开发条件包括井网密度、驱替方式及所用的工艺技术等。

（4） 表格计算法

表格计算法是根据油气藏的驱动类型，参照同类驱动油藏的收率，根据收率估算的经验，给定某油藏的收率值，估算其可储量。

油气藏的驱动类型是地层中驱动油、气流向井底以至出地面的能量类型。油气藏的驱动类型可分为弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动、重力驱动。油气藏的驱动类型决定着油气藏的开发方式和油气井的开方式，并且直接影响着油气开的成本和油气的最终收率。所以一个油气田在其投入开发之前，必须尽量把油气藏的驱动类型研究清楚。

油气藏驱动类型对收率的影响是很大的，但是同属一个驱动类型的油气藏，由于各种情况的千差万别，其收率不是固定的，而是存在着一个较大的变化范围。表7-3给出油藏在一次油和二次油时，不同驱动类型收率的变化范围。

表7-3 油藏收率范围表

表7-3所列出油气藏不同驱动类型时收率值的范围，是由大量已开发油气田所达到最终收率的实际统计结果而得出的。油藏三次油注聚合物等各种驱油剂的最终收率范围，则是依据实验室大量驱替试验结果得出的。不论是实际油气田的统计值还是驱替试验结果，均未包括那些特低或特高值的情况。仅由表中所列的数值范围就可看出，油气藏不同驱动类型之间最终收率相差很大，就是同一驱动类型的油气藏相差也悬殊。

（5） 流管法

流管法由于计算过程烦琐，矿场上不常用，因篇幅所限，此处不作介绍。

（6） 数值模拟法

数值模拟法适用于任何类型、任何开发阶段及任何驱替方式的油藏。开发初期，油藏动态数据少，难以校正地质模型，用数值模拟方法只能粗略计算油藏的可储量。

2. 开发中后期可储量的计算方法

开发中后期是指油田含水率大于40％以后，或年产油量递减期。开发中后期可储量的计算方法主要有水驱特征曲线法、产量递减曲线法、童氏图版法。

（1） 水驱特征曲线法

所谓水驱特征曲线，是指用水驱油藏的累积产水量和累积产油等生产数据所绘制的曲线。最典型的是以累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标所绘制的单对数曲线。

根据行业标准SY/T5367-1998，水驱特征曲线积算可储量共分为6种基本方法，加上童氏图版法，共7种方法。

1） 马克西莫夫-童宪章水驱曲线：此曲线常称作甲型水驱曲线，一般适用中等粘度（3～30mPa·s） 的油藏。其表达式为：

lgWp=a+bNp

可储量计算中，以实际的累积产水量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，将数据组点在半对数坐标纸上。利用上式进行线性回归，得到系数a和b。然后利用下式计算可储量：

油气田开发地质学

计算技术可储量时，一般给定含水率fw＝98％，计算对应于含水率98％时的累积产油量即为油藏的技术可储量。

2） 沙卓诺夫水驱曲线：沙卓诺夫水驱曲线适用于高粘度 （大于30mPa·s） 的油藏。表达式为：

lgLp=a+bNp

以油藏实际的累积产液量为纵坐标，以累积产油量为横坐标，数据组点在半对数坐标纸上，进行线性回归，得到上式中的系数a和b。同理给定含水率98％，计算油藏的可储量，计算公式如下：

油气田开发地质学

3） 西帕切夫水驱曲线：此种曲线适用于中等粘度 （3～30mPa·s） 油藏。表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

4） 纳扎洛夫水驱曲线：此种水驱曲线适用于低粘度 （小于3mPa·s） 的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

5） 张金水水驱曲线：此种水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

6） 俞启泰水驱曲线：俞启泰水驱曲线适用于任何粘度、任何类型的油藏。其表达式为：

油气田开发地质学

对应的累积产油量与含水率的关系式为：

油气田开发地质学

7） 童氏图版法：童氏图版法也是基于二相渗流理论推导出的经验公式，其含水率与出程度的关系表达式为：

油气田开发地质学

以上七个公式中：Wp——累积产水量，104t；Np——累积产油量，104t；Lp——累积产液量，104t；fw——综合含水率，小数；R——地质储量出程度，小数；ER——收率，小数。

利用童氏图版法计算可储量，首先是依据如下图版 （图7-14），将油藏实际的含水率及其对应的出程度绘制在图版上，然后估计一个收率值。最后由估计的收率和已知的地质储量，计算油藏的可储量。一般童氏图版法不单独使用，而是作为一种参考方法。

图7-14 水驱油田收率计算童氏图版

前述1～6种方法均是计算可储量常用的方法。但对某个油藏，究竟选取哪种方法合理，不能单纯凭油藏的原油粘度来选择方法。要根据油田开发状况综合考虑，避免用单一因素选择的局限性。一般的做法是：首先，根据原油粘度选择一种或几种计算方法，计算出油藏的可储量和收率。然后，参考童氏图版法，看二者的收率值是否接近。若二者取值接近，说明生产数据的相关性好。但所计算的可储量是否符合油田实际，还要根据油藏类型及开发状况进行综合分析。若经过分析认为所计算的可储量不合理，则还要用其他方法进行计算。

（2） 产油量递减曲线法

任何一个规模较大的油田，按照产油量的变化，大体上可以将其开发全过程划分为3个阶段，即上产阶段、稳产阶段及递减阶段。但有些小型油田，因其建设周期很短，可能没有第一阶段。所述的3个开发阶段的变化特点和时间的长短，主要取决于油田的大小、埋藏深度、储层类型、地层流体性质、开发方式、驱动类型、开工艺技术水平及开发调整的效果。一个油藏的产油量服从何种递减规律，主要是由油藏的地质条件和流体性质所决定的，开发过程中的调整一般不会改变油藏的递减规律。

递减阶段产油量随时间的变化，服从一定的规律。Arps产油量递减规律有指数递减、双曲递减及调和递减三大类。后人在Arps递减规律的基础上，对Arps递减规律进行了补充完善。中华人民共和国行业标准 《石油可储量计算方法》 综合了所有递减规律研究成果，列出了用产油量递减曲线法计算油藏原油可储量的4种计算方法。

1） Arps指数递减曲线公式

递减期年产油量变化公式：

Qt=Qie-D

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

式中：Di——开始递减时的瞬时递减率，1/a；Qi——递减初期年产油量，104t/a；Qt——递减期某年份的产油量，104t/a；Qa——油藏的废弃产油量，104t/a。

递减期可储量计算的步骤是：

第一步，以年产油量为纵坐标，以时间为横坐标，在半对数坐标纸上，绘制递减期的年产油量与对应的年份数据组，并进行线性回归，得到一条直线，直线方程式为：lgQt＝lgQi-Dit。则直线截距为lgQi，直线斜率为-Di，从而求得初始产量Qi，递减率Di。

第二步，确定油藏的废弃产量Qa。计算技术可储量时，一般以油藏稳产期的年产液量对应含水率98％时的年产油量为废弃产量。也可以根据开发的具体情况，根据经验，给定一个废弃产量。

第三步，由第一步所求的Qi，Di和第二步所求的Qa，代入递减期可储量计算公式，即可求得油藏的递减期可储量。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

2） Arps双曲递减曲线公式

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Qi，初始递减率Di和递减指数n。产油量变化公式两边取对数得：

油气田开发地质学

给定一个，nDi值，依据上式，用油藏实际的产油量和对应年限数据组，进行线性回归。反复给定nDi值，并进行回归，直到相关性最好。此时，直线的截距为lgQi，直线斜率为-1/n。从而可求得Qi，n及Di值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可储量计算公式，便可求得递减期可储量值。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

3） Arps调和递减曲线公式

Arps双曲递减指数n＝1，就变成了调和递减曲线。

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算的步骤如下：

第一步，求递减初始产油量Qi，初始递减率Di。把产油量变化公式与累积产油量计算公式组合成：

油气田开发地质学

累积产量与产量呈半对数线性关系。根据直线的截距和斜率，可求得Di，Qi值。

第二步，确定废弃产油量。

第三步，计算递减期可储量。将第一步所求得的3个参数和废弃产油量代入递减期可储量计算公式，便可求得递减期可储量值。递减期可储量加上递减前的累积产油量就是油藏的可储量。

4） 变形的柯佩托夫衰减曲线Ⅱ

递减期产油量变化公式：

油气田开发地质学

递减期累积产油量计算公式：

油气田开发地质学

递减期可储量计算公式：

油气田开发地质学

计算可储量之前，首先要求得参数a，b，c。求参数常用且简便的方法如下：

首先，求得参数a和c。由递减期产油量变化公式和递减期累积产油量计算公式可得：

tQt+Np=a-cQt

根据上式，以tQt＋Np为纵坐标，Qt为横坐标，进行线性回归，直线截距为a，斜率为-c。从而求得参数a和c。

然后，求参数b。将所求参数a和c代入累积产油量计算公式，以累积产油量Np为纵坐标，以1/（c＋t）为横坐标，进行线性回归，则直线截距即为a，直线斜率即为要求的参数b。

姜慧超　穆星　车燕

摘要　根据济阳坳陷中、浅层天然气成藏规律和成藏特点，首次应用油－气－水三相盆地模拟、古热史恢复和油溶释放气成藏定量分析等技术，用多种计算方法，确定了济阳坳陷各区带天然气量，初步建立了一套适用于陆相富油盆地天然气评价的技术方法，对油溶释放气成藏规律的探讨和天然气生、排、运、聚、散动态地质过程的解析，为油田天然气的勘探和部署提供了依据。

关键词　济阳坳陷　天然气　运移聚集　盆地模拟　评价

一、引言

济阳坳陷是典型的富油盆地，干酪根以I型为主，埋藏浅，热演化程度低，主要以生油为主。截至1999年底，胜利油区累计探明天然气储量1850×108m3，其中气层气储量341.43×108m3，溶解气储量1508.61×108m3，溶解气占天然气总量的80%以上，天然气的生成、运移和成藏均受到油溶解作用的影响。

针对济阳坳陷中、浅层天然气以溶解气为主的特点，对天然气评价提出如下技术要求：为较好解决天然气的初始运移相态问题，在生气与排气方面研究，需用油－气－水三相的盆地模拟软件；济阳坳陷天然气的一个重要来源是油溶释放气，需要形成一套天然气的溶解与脱气作用的定量评价技术；天然气的溶解与脱气受到液态烃运移过程的控制，需要包括油气运移与聚集的全过程盆地模拟软件的支持。

本次天然气的评价工作引进并开发完善了IES油－气－水三相盆地模拟软件，计算的气层气地质储量达1042×108m3，比第二轮评价增加一倍多。

二、古热史恢复

1.原理

古热流值是盆地模拟的重要参数，其值的大小，不仅决定盆地的热史演化，而且控制其生烃过程。由于第二轮评价的古热流值是用类比法确定的，影响了模拟的精度和可信度。针对此问题，开展了济阳坳陷古热流的恢复，首次定量地模拟出济阳坳陷古热流演化曲线。

目前，国内外广泛用的热史恢复技术可归纳为三大类，即地球热力学法（正演技术）、古温标法（反演技术）和综合法（热史模拟技术）。综合法主要是将正演技术与反演技术相结合（即将地史恢复和热史恢复相结合），通过建立数学模型，利用已知的地层信息和古温标资料作为约束条件，对盆地的热演化史进行模拟。本次研究用综合法，原理简述如下。

第一，根据傅里叶定律，由今地温梯度求某结点的今热流和地幔热流；

第二，求给定某点的古地幔热流、生热量和总热流；

第三，计算古地温；

第四，由Easy-Ro法计算古地温标 Ro；

第五，计算Ro与实测Ro的符合性检验，修改岩石圈初始拉张时的厚度，直至误差满足要求。

图1　济坳陷古热流和构造沉降演化曲线图

上述热史恢复方法可以将岩石圈尺度与盆地尺度、正演技术与反演技术有机地结合，并由参量β及古地温标（Ro）数据反演区域热流变化及其对盆地内各点的作用效果。

2.热史恢复结果及对油气生成的控制作用

由模拟出的中生代以来的大地热流演化曲线可以看出，从白垩纪早期至古新世开始时，热流达到最大值，为83.6mW/m2，相当于现今活动裂谷的热流值；从热演化的角度分析，该区大陆裂谷活动于始新世开始。始新世至现今，大地热流的总体趋势变低，中间有两次回升，较大的一次距今35Ma，另一次距今约5Ma。第三纪以来，热流演化曲线的整体形态是“马鞍型”（图1）。受热流演化和埋藏史的双重控制，下第三系烃源岩经历了持续的受热过程，现今仍处于“生油窗口”范围内。

三、油－气－水三相盆地模拟

1.天然气的生成

Ⅰ型干酪根的油气生成过程模拟结果表明，埋深大于3900～4000m(Ro≥1.0%）时开始进入游离气生气区，随气体生成量增大，逐渐高于液态烃溶解天然气的能力，气体主要以游离相态排出；埋深小于3900～4000m时，以生油和伴生的溶解气为主，天然气以溶解相态排出为主；Ⅰ型干酪根在4050～4150m进入油裂解气生气区，此时，部分液态石油

裂解成气。

在相同的热史、地史条件下，Ⅱ型干酪根在3100m左右进入游离气大量生气区，较Ⅰ型干酪根的生气区埋深浅。这也是济阳坳陷某些贫油洼陷天然气相对富集的原因。

2.天然气的运移、聚集与扩散

通过对各沉积时期天然气的流体势分布和运移方向的模拟，认为天然气的二次运移主要发生在东营组沉积末期，较油滞后，其运移方向主要受气体势分布的控制，断裂带是其最重要的运移疏导层。通过含油气饱和度分布的模拟，确定了天然气的有利聚集部位一般较油藏埋藏浅，天然气在明化镇组和第四系沉积时期成藏，模拟结果与目前气藏的实际分布情况较为吻合，为确定勘探方向提供了重要依据。

从图2可以看出，馆陶组沉积时期是其主要的烃类散失期，这是因为东营运动造成东营组与馆陶组之间存在不整合面以及馆陶组缺乏区域性良好盖层。馆陶组沉积以前，由于未进入大量生气阶段，以散失油和伴生气为主；馆陶组沉积时期，以散失油、伴生气和游离气为主；明化镇组沉积时期，以散失游离气为主。

图2　济阳坳陷部分洼陷散失烃量模拟结果示意图

四、油溶释放气成藏的定量分析

1.油溶释放气是天然气的主要来源

从中浅层气藏与稠油油藏的分布关系可以看出，液态烃从深部向中浅层运移过程中，随温度和压力的降低，液态烃组分发生分离，重质组分形成稠油油藏，轻质组分多在其上方形成中浅层气藏。如孤岛、孤东、埕东、义东、陈家庄等绝大多数气藏均具有与稠油油藏相伴生的特点，各项地球化学分析资料也已证明浅层气与稠油是同源的。

Ⅰ型干酪根的生烃模拟结果表明：生气区以上以生油和伴生的溶解气为主，天然气以溶解相态排出为主。由于济阳坳陷烃源岩的干酪根类型以工型为主，且埋深浅（最大埋深小于4400m，一般小于4000m），热演化程度低（Ro≤1.0），因此，溶解相态是济阳坳陷天然气的主要赋存相态。

从气－源岩对比结果也发现两者具有较好的亲缘关系，伴生气δ13C1的平均值为－41.80，与气藏气的平均值－42.14十分接近，证明了浅层天然气可能来自于液态烃运移过程中产生的油溶释放气。

从天然气组分含量分析结果来看，济阳坳陷天然气的甲烷含量一般大于95%，部分气田甲烷含量达到了99.0%以上，属于“干气”的范畴，但在“生油窗内”不应生成大量“干气”。这是因为不同的天然气组分在油中的溶解度是不同的。依据相似相溶原理，天然气相对分子质量越大的重烃组分在油中的溶解度越高，如在30℃、10MPa条件下，乙烷的溶解度是甲烷的4倍，丙烷的溶解度是甲烷的20倍，且压力越高倍数越大。溶解度的差异说明甲烷较其他组分更容易从油中释放或脱气，导致天然气中甲烷含量较高。地下原油在开到地表后，释放出的轻烃组分总是以甲烷高纯度为特征，而其他组分在油中多未达到饱和。

2.油及地下水溶解天然气模型

（1）油溶解气释放模型

天然气在液态石油中的溶解度主要受控于温度、压力和原油密度，溶解度与饱和压力呈正相关关系而与原油密度呈负相关关系，当地层压力接近饱和压力时，天然气就会从油中释放出来，产生脱气作用。

（2）地层水溶解天然气模型

天然气在地层水中的溶解度主要受控于温度、压力和水的矿化度，影响最大的因素为压力。天然气在水中的溶解度随压力增高而增大，随温度的增加而降低，温度为70～100℃时溶解度达到最小值。水的矿化度对溶解度的影响也较大，并随矿化度的增大而减小。

3.油溶释放气起始脱气点的计算

溶解于油中的天然气在随游离烃向上运移过程中，由于温度、压力及原油性质的变化，气体从油中游离析出发生脱气作用，形成中浅层的次生气藏。为了确定起始脱气深度，研制了油溶释放气起始脱气点的计算程序。通过建立的油溶气模型可以看出，当地层压力等于饱和压力时，天然气在油中的溶解度可看做该温度压力条件下的最大溶解气量，可作出单位（吨）油的最大溶解气量与地层压力和原油密度关系图，并标定油气运移的轨道。通过对油气藏物性数据的分析发现，对于一个含油气盆地而言，在同一层位内，伴随流体由深到浅、由洼陷中心向边缘运移，具有地层压力逐渐降低，原油密度逐渐增高的趋势。如果把洼陷内部埋藏深、封闭条件好的岩性油气藏的气油比（一般相当于洼陷的最大油气比）近似作为洼陷的原始气油比，选取与原始气油比相等的最大溶解气量等值线与油气运移轨迹的交点，所对应的地层压力可看做现今埋深条件下油溶气起始脱气压力，对应的深度等值可看做起始脱气深度。

通过计算，济阳坳陷各主要洼陷平均起始脱气点为1900m,1750～2000m为进入起始脱气深度。

4.天然气的脱气模式与赋存状态分析

根据起始脱气深度的计算，建立了济阳坳陷主要洼陷的油溶气脱气模式。如牛庄洼陷脱气模式，随液态烃自洼陷中心向边部的运移，自洼陷中心至南斜坡地层压力逐渐降低，原油密度逐渐增大，实际气油比呈逐渐下降的趋势，在1750m左右进入起始脱气点，液态烃开始脱气，目前已探明的天然气均在起始脱气点之上，为1750～1200m，虽进入起始脱气点，但脱气作用不完全，主要以气顶气和夹层气藏为主；深度小于1200m，脱气作用较完全，以纯气层气藏为主。脱气作用形成的中浅层次生气藏，受液态烃运移最终指向的控制，分布在断裂带和凸起上；深度为3900～1750m时，天然气在油中处于欠饱和状态，以溶解气的赋存形式为主；深度大于3900m，烃源岩才开始进入生成大量游离气阶段，可形成深层原生气藏，但该类气藏目前还未经钻探证实。

通过对济阳坳陷其他洼陷的油溶气释放规律的对析发现，它们与牛庄洼陷具有基本相同的特征，油溶释放气的起始脱气点深度为1750～2000m，对油溶释放气形成的中浅层气藏的勘探深度应集中在埋深小于2000m的区域。

需要说明的是，起始脱气点的计算和脱气模式反映的是现今埋深条件下的状态，即现今形成的天然气才具有的脱气和成藏规律，由于济阳坳陷天然气成藏期晚，主要在距今5Ma之后开始生成和运移成藏，而且成藏作用还在进行，因此可用现今时刻的起始脱气点的计算和脱气模式近似反映天然气的赋存状态。对于成藏较早的地区不能简单套用，计算起始脱气点需要考虑主要成藏期后再沉积的厚度。

5.天然气“饱和程度”的计算与有利含气区带的预测

为了进一步探讨油溶气释放规律，提出了“饱和程度”的概念和计算方法，该方法根据试油成果获取单井在地表状态下的日产油量、日产气量和日产水量以及温度、压力和流体性质数据，恢复地下状态天然气在油水中的饱和状态。

通过“饱和程度”的分析，认为浅层气的富集主要受液态烃运移最终指向的控制，在凸起、隆起带和洼陷四周的斜坡带上以次生的气层气和部分气顶气形式存在；中层气的富集受断裂带控制，在洼陷和凸起断裂带以气顶气和夹层气等形式存在；深层气主要富集在洼陷中心或邻近洼陷中心的高部位，可能多以原生的游离相态聚集的气层气形式存在。

五、区带量计算方法

1.二、三维盆地模拟相结合的方法

表1　济阳坳陷区带天然气量计算表

根据各凹陷三维盆地模拟结果，计算气层气供气量，再乘上聚集系数得出气层气量；根据IES模拟结果，可知单条测线在不同区带的天然气聚集量，再进行面积加权和地质分析，综合确定各含气区带的聚集量百分比，即可计算出各区带的气层气量。

2.地质综合评价法

（1）划分天然气排聚单元

排聚单元是以聚集区为核心的天然气排运聚散系统，依据IES模拟的流体运移方向和古气势场分布，将济阳坳陷划分为14个排气单元。

（2）计算各排聚单元供气量

在排聚单元划分的基础上进行盆地模拟，计算不同生油洼陷向各排聚单元的供气量。

（3）计算区带气层气量

依据模糊评判原理，对区带的气源丰度、疏导层条件、气源距离、保存条件等进行综合评判，确定各区带聚集系数，计算气层气量（表1）。

六、应用效果

根据本次天然气区带评价结果，选择具有较高潜力的区带进行了亮点勘查和钻探，发现一批较有利的含气圈闭和亮点，建成了天然气产能20×104m3，取得了较好的经济效益和社会效益。

1.坨－胜－永断裂带

坨－胜－永断裂带位于东营凹陷北部，北邻陈家庄凸起，东靠青坨子凸起，西南与利津、民丰洼陷相接，在研究区呈北西向带状分布，有利勘探面积近700km2，由于该断裂带紧邻利津、民丰生油洼陷，具备有利的油气成藏条件。该带自1965年勘探以来，相继发现了一批中浅层气藏。根据区带评价结果，坨－胜－永断裂带及陈家庄凸起南缘天然气量为110×108m3，探明天然气储量36.1×108m3，剩余量为74×108m3。1998～2000年，该区加强天然气勘探，丰气1、丰气斜101、永12-53井相继钻探成功，新建天然气产能9.5×104m3；2001年，在胜北断层二台阶又发现了一批浅层气富集区，预测含气面积24km2，预测天然气地质储量20×108m3。

2.义南地区

义南地区位于义和庄凸起南部，南、东两面与沾化凹陷相邻，自东向西，义南断层由北东向转为近东西向，形成一弧状构造带。义和庄凸起为下古生界寒武—奥陶系灰岩组成的潜山。油气勘探始于1961年，11～13年发现馆陶组气藏。经过20多年的勘探，共发现三个含气区，即沾3－沾38、沾4及沾5井区，主力含气层系为东营组、馆陶组、明化镇组。根据本次区带评价结果，义和庄凸起及周缘天然气量为79×108m3，探明天然气储量11.15×108m3，剩余量68×108m3，该区带仍具有较大的潜力。1999～2000年，该区天然气勘探发现Ⅰ、Ⅱ类亮点45个，预测含气面积22.4km2，天然气地质储量24.35×108m3；共部署井位11口，试气见气流井9口，新建天然气产能8.0×104m3。